油田数字化范文
时间：2023-04-01 20:20:57
导语：如何才能写好一篇油田数字化，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
中图分类号：TE4 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（b）-0000-00
在最近的几年里，油田数字化建设的发展在中国赢得了快速提升，中国的新疆油田是中国数字油田建设事业的领导者，现如今油田数字化建设已大致实现，正稳步向智能化油田发展。油气生产管理系统的最前端是单井生产管理，在智能化建设以及数字化建设上都有着极为关键的价值。含硫量高与农田散落分布等是克拉玛依油田绝大部分的井区具有的特征，因此造成值班的工作者对井区的检查与巡视不全面、不能够及时解决故障、人员中毒、电机烧毁等等问题的出现，使得油田的生产受其干扰，然而要想高效的解决好这些问题离不开数字化单井的建设。
企业想要具有比较强的竞争力，提高产品质量是关键至关重要的，可以快速将市场的情况作出反应，大大减少对成本控制，才能够在的市场竞争越来越凶猛的社会里要赢取有力的位置。怎么样才可以实现这三点，需要跟随着现如今的社会的脚步并且还需要发展企业自身的管理水平。生产力的发展与科学息息相关，这一事实无须质疑，现如今绝大多数的企业都做到了数字化管理以及企业电子化，要让油田企业可以有更加好的前景，节约人力资源且提高生产效益，油田企业必须要拥有自己的数字化管理平台。
1系统概述
必须严厉实行油田公司数字化建设的标准，实现以数字化最基本的功能作为前提，形成三级数据采集、信息处理以及资源共同享用的运用机制，达到“信息共享、分散控制、同一平台、多级监视”，达到提高过程控制一级加强安全管理，使劳动生产的效率有所提升与节省人力资源的工作要求。
1.1系统构成
油田数字化系统的组成，按照功能上可以分成中端数据处理、后端平台管理、前端数据采集。
2油田数字化管理特点
2.1油田数字化管理应该具有合理确定检测点数据
若要确保石油企业的稳定及能够安全生产，还有对油田项目的进程的掌控，在油田的数字化管理建设中，需要根据原本油田目前的真实状况，与井场的生产工艺手法相联系，把降低建设的成本作为前提，应该进行科学合理的抉择、将数据检测点进行优化，将检测统一规划。
就油田增压点数字化设计这个例子来说，这个站点的生产与管理任务和所管辖的巡视、保护工作。密闭分流装置的连续液位、收球筒原油出口温度以及压力以及泵的入出口压力以及外输原油的温度等等作业时的真实数据，这些都是监测点检测数据时的关键。必须要立即处理作业时的数据与采集回的视频数据，要确保作业时的稳定与安全需要不断地在增压点内实施远程监控控制输油泵。以上是监测点需要做好的关键工作。
2.2油田数字化管理应该具有分析诊断特点
根据油田的安全环保为这个系统建设的前提与油田的数字化管理的发展息息相关，按照发展油田工艺路线将数字化建设进行升级与优化，最终实现成本最低这个目的。在油田的数字化监控设备的选择上，追求实用性，而不应该追求高端的数字化产品。绝大部分的设备都是没有放置在室内，若是运用高端设备，会致使后期的维护成本大大增加。
遵循上面所讲述的原则，设计时油田数字化管理不可忽视的。第一把数据的采集实施二十四小时的监测采集，存储探究这些历史数据，构建数据软件中心，对这个作业数据实施比较高效的探究。把数据探究的结果实现企业共同享用，并且在这个基础上建立数字管理系统，使数字化管理的作用展现的淋漓尽致。
2.3油田数字化管理应该促进管理流程创新特点
研究者时常会遇到的难题无疑就是石油项目生产力的协调性，只有让管理水平大大的提升才能够这种现象的出现可以大大的减少。运用最先进、最高级的模式来搭建油田数字化管理，在每一个工作区都必须以数字化管理平台为基础，建立这个工作区域自身的组织构造，让它稳步发展，如此一来不但可以让管理的成本大大降低，而且又可以让工作的效率大大的提升，在最短的时间里处理好石油项目中遇到的困难。
3油田数字化管理设计技术
3.1油田数据采集技术
后期的数据处理模块和数据采集模块是在油田的数字化建设中最为关键的模块。通过传感器与测量仪表等等开展设备的采集，这是油田的对数据的采集工作。若要避开人工采集的弊端可以通过机械化采集处理来实现，让数据的准时性与可靠性大大增强了。
利用温度变送器采集到的原油温度数据和通过其它测量仪器采集到的液面高度数据等等，这些都是在采集时最为关键的数据。
3.2数据识别技术
将采集完数据之后，通过这个数字管理化平台供应的功能还可以是第三方软件对采集来的数据进行加工处理这是在后期必须要做工作。通过这样来实现控制生产和安全生产的目的。示功图智能识别、字图像处理技术以及集油管线安全判断等等的信息都是这个数据的处理功能，不但可以利用文字去表达，也可以利用图像来进行较为直观的表述，在计算机数据应对上，这个数字化数据管理平台可能够及时地将采集到的数据用直方图或者是饼状图的形态展现，较为直白直观的警示相关的工作者，把作业的稳定与安全做到最好。在数据处理上不但可以对数据展开较为直白的表现外，而且还可以把最准确的数据当作基础，把真实的数据通过函数来表现，若是这个数据跟基准数据有很大的偏差，必须及时提示。就是通过这一原理来实现示功图智能识别的设计。第一数据传感器把抽油机的作业的参数传到数据的解决中心，利用计算机的计算，画出目前的示功图，其次把示功图跟标准图作比较且展开深入的探析，最终得出当前的工程情况，这样来警示相关的工作者必须高度认真、负责的进行操作，确保生产的安全与稳定性。
3.3智能管理技术
安装视频装置是数字化管理平台的关键。站内和井场都设置视频装置，对路口的监控尤为重要，通过视频技术确保作业时厂内的安全与稳定，语音提示与在无人区实行外物闯入报警等等的功能是主要功能特点。在井区工作时无人值守的地方提供安全保障。为工作区的照明设施安装自动化掌控，把照明设施的自动化掌控能够省耗能也能确保在夜间作业的安全与稳定。
3.4远程控制技术
生产力的发展与科技息息相关，通过远程控制能够员工的劳动强度大大减小以及劳动生产的效率大大提升。能够远程掌控抽油机的启动和暂停是油田数字化管理平台可以实现的工作，远程调配不断地输油工业，实现自动投收球作业远程掌控抽油机的启动和暂停是通过视频技术的采集到当前工作环境的视频画面，在工作者查看真实的情形之后，在作业现场或者说是控制室实施的启动或者与是暂停的过程。从而保证油田的作业能够安全、稳定的进行。若是当前所在的画面出现了异常现象，那么这个数字管理平台就会对工作者进行语音的提醒。
总之，必须根据真实的情况出发设立油田数字化管理平台，科学、合理的通过采集数据设备资源，数字化管理的核心模块是软件，油田的发展与智能化的数字平台有密不可分的联系。
4单井智能化
在二千零八年新疆油田最先在全世界设立“数字油田”之后，又发表“智能油田”的概念且全面贯彻落实这一概念，造福了全球。数据分析深入、信息动态化以及信息运用的主动等等这些都是智能油田的特征。数字油田和智能油田拥有统一的建设目标，数字油田的高级阶段是智能油田。未来地面的生产管理系统的智能化发展进行完善与升级，具体表现为以下几个方面：
（1）基于ARM技术与高精度的智能仪表的移动数据终端，处理数据采集的可靠与准时性问题。
（2）将数据技术的经验结合起来，研究出更加高级的数据探究管理系统从而构成专家知识库，故障预警与标准化建设这是核心功能所涵盖的内容。
5结语
将生产组织方式进行升级与优化；现场生产管理由传统的人工巡检与经验管理等等的非主动方式，向精确制导模式智能管理以及电子巡井等等，真正做到了生产管理的可视化、数字化与智能化，使生产的组织方式得到了最大限度上的升级与优化，这是数字化升级配套带来的益处。油田开发管理水平得到了大大的提高建，建立了前端生产数据的在线监测、与自动采集，利用数字化管理平台的广泛使用，使技术的探析以及措施制定的科学合理性、准时性与无误性有了一定的提高。在一定程度上使员工劳动力度下降了；进行数字化配套之后使岗位员工资料填报与巡检等等工作有所减少，然而员工在技术管理工作的时间和生产的运行探究工作上的能力却大大的提高了，劳动的强度也大大减小了。
对井区进行反复的重点监测与井区的自动巡视和巡检这就是这个系统能够完成的重要功能；示功图和主管压力等等是包含在采集油井参数中的内容；定时的启抽以及自动进行间接抽，这是远程控制； 电机工作状况、抽油机运转状况与遥测系统工作情况等等是远程工况监测所包含的内容； 记录与视频监控； 遥测系统通信和故障报警失败，主机以及仪表故障，抽油机不能启动，电机空转，泵效低，抽油杆断杆，碰泵，油井井口压力变化不正常等等。系统拥有了单井数字化的关键内容，功能较为全面，较好地处理了单井自动化生产出现的不足，伴随着智能化建设的不断发展与完善，油田单井生产管理越来越安全越来越高效这将是必然。
参考文献
[1]李清辉，曾颖，陈新发.数字油田建设与实践―新疆油田信息化建设[M].北京：石油工业出版社.
篇2
2010年6月长庆油田通信处对采油八厂樊学作业区的数字化网络采用EPON技术进行了试点改造，改造后的网络可靠性明显得到了提升，EPON技术以其明显的优势得到了采油八厂的一致好评。2011年本项目在采油八厂及采油七八厂从设计源头进行试点推广：2011年选择环江油田罗73区块，以环二联为中心，所辖2座增压点、35个井场。在环二联安装OLT局端设备1套，增压点安装室内ONU终端，井场安装室外ONU终端；2011年9月配合采油七厂2011年产建工程在环江油田设计EPON组网系统，截止目前，运行稳定，效果良好。联合站EPON无源分光组网结构如图2所示：经分析，EPON技术与光纤收发器技术+以太网经过2011年在采油七厂和采油八厂中进行实验证明EPON技术具有以下优点：①与同等规模的同类工程相比，EPON技术建设降低工程投资29.74%；②与同等规模的同类工程相比，EPON技术施工工作量减少20%；③降低后期维护成本约30%；④设备耗电量减少20%等。此外，本项目在长距离传输上获得突破：通过提高设备和光缆敷设质量实现了长达44.5Km的远距离传输（EPON行业标准传输距离为20Km）。
EPON技术的应用优势：
(1)节省光缆资源、降低建设成本。EPON作为一种点到多点网络，网络层次简化、组网灵活、扩容简便、适应油田滚动开发的要求，大量节省了主干光纤和光收发器。另外，EPON属于无源光学网，网络中无有源电子器件，这意味着基于有源设备存在的潜在故障在EPON系统中大大降低，因而维护成本将显著降低。由于网络组件数量少，因此故障点也将相应减少，进而运维支出也会最大程度地降低，符合油田低成本开发战略。
(2)多业务平台，为数字化油田提供全方位服务。EPON系统采用的是，三网合一技术，将网络、语音、电视三种系统，融合在一台ONU设备中，一个站点只需要安装一台ONU设备，就可以解决网络、语音、电视三种需求，满足了100M到联合站、10M到井场的要求，实现数据、语音及视频的综合接入，减少了站点的设备数量，提高了系统集成度，降低了系统维护工作量，为数字化油田提供全方位的通信服务。
(3)业务传输相互独立，适应数字化建设长期需求。在EPON系统当中，实现不同业务的独立传输是非常容易的，只需要在网管上，简单配置就可以轻松实现，而且可以对于不同业务，划分不同的优先级和带宽，实现业务的精细管理。
篇3
（1）数字化前端及管理设备的维护井、场、站等数字化前端设备在实际应用建设中，是根据建设标准进行的。管理平台设备中的作业区数字化调控中心也应根据数字化建设进行。在维护及数据上传中，数字化指挥中心应统一协调，构建应急管理系统对前端设备及管理平台设备进行维护。对工作人员进行专业培训是首要任务；日常巡查及周期检修是必备的工作；故障识别及处理是工作重点；软件维护及数据传输是工作目的。（2）维护工作人员的职责第一，检修油田井场功图设备、阀组间数据采集设备的线路及运行情况，检查其参数设置；测试和调整油田井场的无线通讯宽带设备及油田机械设备零部件的紧固。这是油田井场数字化设备和传输设备的维护。第二，摄像机角度及镜头的调整户防护，照明设备的维护保养。这属于监控设备及照明设备的检修。第三，做好技术含量较高的数字化设备的维护与检修。（3）维护数字化监控平台设备各种类别的站控机、PC机及所有数字化监控设备，都需做好定期保养和故障处理，并统计数字化设备数量、建立设施台账及年度故障次数。
二、油田运用数字化设备情况分析
油田数字化设备中电子执勤及巡井等高科技的实施，减轻了工作人员的工作量，高温高压装置的检修次数减少了，集中的工作和生活，极大的方便了工作人员。
1.智能抽油机自动调整平衡与冲数的应用抽油机平衡调整有保证抽油机安全运行和节能两个目的。油田抽汲参数的调整与优化，需通过对油田生产运行参数实施采集与分析，才能控制抽油机井闭及智能调参目标。以上目标的实现，需根据特低渗透油田的特征与泵功图的技术诊断进行。智能抽油机按照功图诊断结果，进行自动停机报警、科学调整冲次，及实现自动调整平衡与冲数。提升了低产井机采系统的实际效率，达到了节能的目的，并适应了井场供电电压波动小的不良条件。
2.电子执勤的设置生产区域的核心路口，设置电子路卡进行实时监测，记录车辆信息，智能预测车辆到达工作区域的时间，实现智能巡护，并通过监控智能分析系统对井场及生产情况分析，及时报警，管理人员能够及时的有针对性的采取措施，使生产有序进行，对安全生产起到了保护作用。同时，节省了人工长期值班的劳苦，提高了管理水平，油田效益得到了最大化.
3.数字化注水撬的实现油气混合物的加热、增压及分离等通过数字化撬的运用得以实现。数字化注水撬，节省人力资源，节省时间周期，很好的支持了超前注水和不配伍水质分注。数字化注水撬综合了中间水箱、水处理设备及控制系统，实行了布站方式。
4.丛式井场的建立丛式井场的建立在油田数字化设备的应用下得以实现。丛式井使井场的占地面积小，而数量多。数字化设管理后，丛式井组的管理效率有了明显提高。
三、结论
篇4
在广州参加了由中山大学为期十天的档案信息化管理专题讲座。随后，到广州、深圳、海口、某省等地，就当地企业的数字化资料管理，进行了参观和考察，收获很大，下面就这次短期学习培训浅谈几点认识。
一、要树立先进的数字化管理理念
信息化管理，在我国起源于上世纪八十年代，经过九十年代方兴未艾的发展，尤其进入新世纪后，随着科学发展和技术的进步，在东部的经济发达地区，数字化文档资料管理已日渐成熟，并在社会和生活领域中发挥着越来越重要的作用。数字档案是建立在现代信息技术普遍应用基础上，利用数字化手段，以综合档案信息资源为处理核心，对数字档案信息资源进行收集、管理，通过高速宽带信息网络设施相连接和提供利用，实现档案信息资源共享的超大规模、分布式数字信息系统。它是以有序的信息空间和开放的信息环境为特征，包含在办公自动化系统、计算机辅助设计和管理系统、公共信息数据管理系统等更为广阔的大系统之中，由分布式档案信息资源构成的具有强大服务功能的跨机构、跨地域的信息系统。
二、数字档案与传统档案的关系
数字档案的建成，并不意味着传统档案的消亡。由于各自的主要功能不同，加之各自具备适应某种社会需求的特殊优势，决定了数字档案和传统档案将，它们之间是一种互为补充、互相依存的关系。在档案信息的加工上，传统档案信息经过数字化加工、整序，成为数字档案信息资源的核心组成部分，并生成各种类型的信息目录和结构较为单纯的档案参考资料。
三、加强人员培训，提高全体员工的数字化技术应用水平，实现资源共享，提高工作效率。
档案信息化建设的关键是档案工作者素质的全面提高。数字化已经越来越多的应用在日常生活和工作当中。这就要求我们档案人员要提高自身素质，加强业务学习。尤其这几年档案信息化已经越来越多的运用在经济生活和工作领域当中，加之各级领导对档案工作的重视，这就更进一步促使我们档案人员对档案业务的培训和专业知识的加强，掌握和提高应用计算机、网络技术的能力和水平，成为档案信息化建设的行家能手，实现工作效率化。
四、数字化管理对本企业发展的重要意义
档案信息化建设的目的就是实现档案信息资源共享、应用信息技术提高档案利用服务水平。信息技术发展带来的手段和技术方法，使档案部门可以用更快捷、更生动、更形象的方式为各级部门提供优质服务。作为我们石西油田这个比较新的油田，档案完全数字化、网络化还没有完全实施，这个工程是一项系统工程，涉及到档案工作的方方面面，要完全利用数字化管理，为我们企业创造经济效益和价值。
这次数字化档案培训，我感受到自己还需要学习很多的东西，也感受到了我们这里与南方先进的管理理念存在一定的差距。信息技术的迅猛发展和在各行各业的广泛应用，不仅对国民经济和社会发展产生了深刻的影响，而且对档案工作也提出了更高的要求。这也是我此次南方之行感受较为深刻的一点，因此通过这次的学习，让我感受到作为一名档案工作者的神圣和她职业为社会带来的经济效益的伟大。
篇5
【关键词】抽油机；自动控制；节能
长庆油田地处鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省（ 自治区），是典型的“三低”油田。依据“十二五”规划，到2015年，长庆油田油气当量将达到5000万吨，油井总数也将达到5万口。年耗电量接近10亿千瓦时，占油田生产总用电量的60%，是主要的耗能大户。抽油机采油系统平均效率约20%，低于全国平均水平，为进一步提高抽油机采油系统效率，节约能源，降低开采成本，对建立低碳节约型企业、实现油田经济有效开发，研制开发数字化抽油机就显得尤为重要。
1、数字化抽油机发展历程
长庆油田自推广数字化油田以来，抽油机作为油田开发的主要设备及耗能大户，受到了极大的关注。游梁式抽油机作为油田生产中的主要设备，近几年国内外针对游梁式抽油机研制开发做了大量工作，但都没有很好的与抽油机运行参数进行有效结合，致使抽油机不能工作在最佳状态，系统效率低下。针对此问题，长庆油田相继研制开发了第一代数字化抽油机、第二代数字化抽油机和第三代数字化抽油机。
第一代数字化抽油机将井口采集器部分与抽油机控制单元有效的集成在抽油机控制柜中，实现对抽油机运行参数的实时采集及远程启停控制；第二代数字化抽油机在具备第一代所有功能的基础上实现了抽油机的自动调参目的。第三代数字化抽油机在第二代的基础上，简化冲次自动判定的程序和方法，利用地面示功图判定油井产液量，从而实现冲次的自动判定和调整。
2、数字化抽油机介绍
2.1数字化抽油机定义
数字化抽油机是具备数据采集、传输和远程及本地控制功能的抽油机。主要由抽油机、智能控制柜、一体化载荷悬绳器、传感器、平衡调节装置和标准化布线系统六部分组成。
2.2数字化抽油机的主要功能
数字化抽油机与传统抽油机最大的区别在于数字化抽油机可以实现生产数据的实时采集和远程控制。其主要功能包括：
（1）油井运行参数的实时采集传输。
（2）实现抽油机的远程控制（主要对抽油机实现远程启停、平衡度及最佳工作冲次的判断及调整）及语音提示/报警。
（3）实现软启动和过载保护。
数字化抽油机可以根据油井负荷大小使抽油机工作在最佳平衡状态，根据产液量情况使抽油机达到最佳冲次，根据油井工况最大限度的使抽油机的运行参数与油井参数相匹配，发挥抽油机的最大工作能力，达到低碳开发、节能开采的目的。
3、数字化抽油机在合水油田应用效果分析
合水油田地处甘肃省合水县境内，是典型的超低渗透油藏，经过多年反复勘探，2008年才大规模滚动式的开采。目前，合水油田共有油井1674口，其中使用数字化抽油机452套，占抽油机总数的27%，虽然现在数字化抽油机的比重小，但数字化抽油机较老式抽油机节能、高机采效率的特点，使得数字化抽油机在合水油田后期投产的油井中被广泛使用。
3.1总体介绍
数字化控制系统由远端控制系统及站控系统远程控制两部分组成，总体结构如图1.
3.2应用情况分析
3.2.1提高效率，降低成本
数字化抽油机在合水油区后期建设井组被广泛使用，其所具有的远程控制功能，操作员工只需轻点鼠标，即可完成调冲次、调平衡、启停井。节约了成本，效率也得到提高。
3.2.2安全系数高
控制系统具备防雷、电源防闪断功能。变频器具备：电机过载保护、电流限幅、输入缺相检测、输出缺相检测、加速过流、减速过流、恒速过流、接地故障检测、散热器过载、变频器过载、负载短路等等保护功能；电机过载能力强，最大过载电流为1.5倍额定电流。由于电压不稳、雷电等原因造成的设备损坏事件明显减少。由于日常操作均采用远程控制，人与抽油机直接接触几率大大减少，避免了老式抽油机现场操作时人身伤害事故的发生。
3.2.3工作环境得到改变
未安装数字化抽油机的井组，只能实现对抽油机的远程启停控制，调节冲次、平衡，仍然需要员工到现场操作。而油井基本分布在人烟稀少、交通不便的山上，员工现场操作工作环境恶劣，数字化抽油机的使用，改变了操作员工的工作环境。
4、结论
数字化抽油机目前已在合水油田广泛使用，与传统抽油机相比，数字化抽油机具有自动计算平衡度，自动调节平衡，根据功图充满程度智能分析，计算出合理冲次，利用变频器自动调节电机转速，达到智能调节冲次等功能。数字化抽油机在合水油田的使用，员工的工作环境得到改善，提高了工作效率，降低了生产成本。
参考文献
[1]冉新权，朱天寿.《油气田数字化管理》.石油工业出版社，2011.10
篇6
【关键词】闭环系统 3S技术 可持续发展
1 数字化油田的涵义
数字化油田是在油田生产过程中油田开发的重要模式，对长庆油田的发展起着坚实的基础和奠定作用。油田的数字化分为地上系统和地下系统两大部分，它是包含地面和井下的信息采集，并进行双向传输和对信息的处理应用，它在油田开采过程中利用此系统进行实时地指导勘探开发和对相关技术的应用，是覆盖所有主要价值循环过程的一个闭环系统。则油田的数字化管理即利用计算机技术、互联网和油田开采工艺技术、地面工艺技术等科技手段使得油田的生产管理得以优化，减轻劳动强度，改善劳动环境的管理形式，可以说是管理活动和管理方式的总称。这是一个全新的油田开发模式，摒弃了传统油田生产中人工投入较多、高成本、低效率的弊端，完全采用智能化管理和控制，具有低投入、高产出和准确率高的优点。
2 数字化管理在油田生产建设中的作用
油田的数字化管理与优化地面供应模式相配套，通过数字化的管理优化生产管理模式，创造更好的条件使组织设计和生产布局相统一，做到了生产管理职能化，大大提高了原油生产效率，保证了油田建设在未来的发展有一个更加广阔的空间。
我们以3S技术为例来说，随着油田开发技术的不断先进，3S技术下的自动化控制生产越来越多的被应用于油田建设中。3S技术是指遥感技术、全球定位技术和地理信息系统的统称，它是油田生产中的三大支撑技术。使用3S自动化控制的油田生产有一个总控制室，总控制室里能够显示在其管辖范围内的每口油田井的运转情况，例如在生产过程中，使用3S技术会准确及时地将在采油过程中出现的异常情况反馈出来并显示发生故障的缘由，随后由技术人员根据计算机得出的结论进行维修施工。智能化管理节省了大量的人力物力，成本降低的同时大大地提高了生产效率。
油田生产主要由采油、油气、油水分离及油气输送等几部分组成，传统的油田生产中油田井的开采需要在这几个环节浪费大量的人员和辅助机械等，不仅难度大而且不易控制。油田生产智能化之后不仅简化了施工步骤，而且最大程度地进行了原有开发，提高了油田井的利用率和生产效率，为石油企业节省了大量的开支。
油田的数字化管理使油田生产企业能够更好地实现油田井的安全施工，做到管理精细化、智能化，对油田的发展意义重大。在油田施工方面，油田井的施工工程是一项危险系数相对较高的作业，对于井下工作人员来说，安全非常重要；在采油环节，各种采油技术都有高危的特点，安全施工很重要。对采油厂来讲，在科学管理方面，科学化的管理模式能够保证采油技术有着更为全面化的控制。数字化的油田发展模式能够很好的保证油田的未来发展前景足够乐观，以便保存足够的实力来参与国际竞争，使中国的石油生产在国际市场上有一定的竞争实力。
3 数字化在油田建设中的可持续发展
油田的数字化管理以井、站、管为基本的生产单元进行生产，完成对油田相关数据的采集、审核、管理，或者在有危险情况时及时报警，程序控制人员根据警报发出的信号采取相应的应急措施，及时进行智能化控制，避免出现大的纰漏。信息系统的管理在油田井的开采过程中的作用越来越明显，其功能大致表现在以下几个方面：
（1）很好地实现了对于单井、管线以及生产管理站这些基本单元载工作的过程的管理和控制；
（2）以生产部为中心，高效率地完成指挥调度、安全监控及信息管理；
（3）对经营管理和石油的储藏管理等起到决策和支撑系统的作用。
数字油田将是未来石油建设的有力武器，数字化油田建设必将成为中国石油企业获取竞争优势从而立于不败之地的不二之选。可以说，数字化很好的改善了油田工作者的工作环境，减轻了员工的劳动强度并避免了在恶劣的环境下行走巡井的危险。在当前形势下，应继续推进油田的数字化生产，然而，油田的数字化建设并不是一蹴而就的，它需要广大的石油工作者在前人开法研究的基础上深入探索，积极推进石油数字化进程。数据化建设在油田生产领域是一项需要长期坚持研究改进以发挥应有的成效，是一项需要长期投入的工作，具有很强的可持续性，需要研究工作人员付出足够的智慧和耐心，为中国的油田建设做出卓越贡献。另外，油田数字化建设在油田开采中是一个不断完善的过程，智能化管理更是与计算机、互联网、通信技术有着极为密切的联系。如今的时代是要求经济高效、可持续发展的时代，旧的生产模式逐渐在日新月异的高科技面前被淘汰，而以数字化的管理为基础，以不断更新的技术、科技为依托，建立的全自动化办公系统，走精细化管理办法，为现代油田建设的优质、高效、可持续健康发展奠定坚实的基础。
在社会主义市场经济条件下，越来越多的智能化系统、计算机操纵着科技的前沿，数字化智能控制系统必将将传统的操作模式取而代之，从而完成速度和质量的完美统一。在石油开采中，为了适应油田可持续发展的需要，需要石油生产企业必须重视科技在油田建设中的作用，加大技术研发及技术装备的投入，尤其是进一步对油田数字化的研究完善，不断探索油田数字化建设的模式，进一步提高工作效率，以达到优化人力资源、提高生产效率的目的。
篇7
【关键词】滩海油田 远程监控 数字化
随着浅海公司采油规模的扩大，逐渐形成了一套海上人工岛结合滩涂采油井站的滩海油田采油模式。由于现场环境的复杂性，这就需要有一套稳定的自动化系统来对生产进行控制和管理[1]。例如油井的紧急关断要第一时间进行反应、操作；油井的日常生产情况要实时记录并且做到各级管理能够实时共享等。目前滩海油田的自动化控制现状已不能满足以上方面的要求。本系统采用了TCP/IP服务器通信模块，将其与无线传输模块相结合，通过一个无线通信协议将计算机与工控机有机结合对现场设备进行无线全时监控。该系统降低了生产监控工作的苛刻要求，提高了监控实时性，从而保证了油田生产数据监测的安全可靠性。
1 系统组建及总体构架
本系统分成两部分，一部分是人工岛自动监控系统，另一部分是滩涂采油监控系统。两部分都是基于无线数传的集散控制系统。集散控制系统是将一个大的控制系统按照功能或结构进行层次分配，将全系统的监视和控制功能分属于不同的级别去完成，各级完成分配给它的功能，由最高一级决策执行，各级工作相互协调，力求达到最佳效果。
1.1 人工岛自动监控系统
人工岛自动监控系统分成3级。最高级是组织级，就是油田公司，该级对上通过人机接口与客户端对话执行管理决策职能，对下监视、指导下级的所有行为。中间级为监控级，也就是人工岛网络，该级的功能是完成组织级下达的任务，对组织级进行任务完成情况反馈，并保证和维持最低级中各控制器的正常运行。最低级为执行级，就是现场的各控制器，该级负责产生直接的控制信号，通过执行机构作用于被控对象，并将执行结果反馈给上一级。最终形成闭环控制。
1.2 滩涂采油监控系统
滩涂采油监控系统也分成3级。最高级是油田公司，接收现场的各项参数，发出指令；中间级是滩涂采油站，保证和维持最低级中各控制器的正常运行；最低级是现场各控制器，该级负责产生直接的控制信号，作用于各采油井口设备。针对计算机的特点，进行层次的分配，而这种分配完全满足了控制精度的要求，并能达到闭环控制的功能，系统的各级之间通信也可以灵活的进行。
2 监控系统中各控制单元的功能实现
本系统两监控部分都以工控机为下位机，计算机作为监督、控制的上位机，采用现代通信网络技术将计算机与工控机结合起来。结构设计单元为3级：最高级、中间级、最低级。即为组织级、协调级、现场执行级。
2.1 陆地中心最高级
该级设在陆地监控中心，为油田公司，是控制系统的最高级，是滩海油田生产管理中心和指挥中心。承担着决策功能，对下进行指导和监控。
2.2 中间协调级
该级的主要功能是向最高级上传数据，提供最低级的工作状况，完成上一级下达的任务，保证现场各个设备的正常运行，负责各工控机的协调工作。下面讲述两功能单元的中间协调级。
2.2.1 人工岛油气井的数字化采油系统
人工岛油气井的数字化采油系统以小型服务器计算机为核心构成，实现陆上技术人员对海上现场各生产参数的远程监测以及实时控制，通过WEB软件将监测画面共享，使有权限的管理人员可以浏览监控画面。
2.2.2 滩涂数字化采油系统
利用微机电传感技术、软测量技术、嵌入式计算机技术和短距离无线电数据通信技术，实现了示功图数据的定时遥测、实时遥测；采用的非接触式微机电传感技术和软测量技术替换通常采用的接触式油杆长度测量技术，实现了油杆长度和泵压力的同步测量、数据处理和无线传输。采集动态液面液位数据，实现油井液位的远程监控。通过集成大量技术人员的工程经验，利用专家系统、智能方法理论、计算机技术和通信网络技术，实现了示功图图形数据的智能自动分析。
2.3 最低现场执行级
该级别智能程度低，但工作精度最高。该级由工控机等现场执行设备构成。
2.3.1 人工岛数据采集、处理和判断单元
监测单元安置于井口旁，负责采集油（气）井的油压、套压和回压等生产数据，包括压力传感器、油（气）井参数采集工控机和无线传输模块等部分。嵌入式工控机与压力传感器和变送装置进行互连，实现油压、套压和回压等参数的采集；通过Internet网络、CAN工业现场总线网络和Profibus工业现场总线网络与控制潜油泵电机的大功率变频器进行连接，并可以通过短距离无线传输网络传送给位于人工岛的主工控机，进而通过公司网络传送到主控中心，完成油气井生产参数的实时监控。
2.3.2 滩涂数据采集、处理和判断单元
油井生产监测单元：由示功图数据采集单元、油井专用嵌入式工控机单元、示功图无线网桥单元、液位测量网桥单元和无线电台等部分组成。
示功图数据采集单元：包括示功图专用采集器和示功图通讯接收器。示功图专用采集器安装于悬绳器上，可以测试载荷、位移、冲程、冲次和时率等生产参数，采用低功耗无线传输，取代传统的机械传动和拉线联动测试位移方法。
3 结论
本文针对目前滩海油田的生产管理模式，提出了基于无线数传方式的滩海采油实时监控系统。设计具有 “集中管理、分散控制”的特点，经过近年来的运行未曾出现过任何重大故障，系统运行正常。实际的运行结果表明本系统实时性好、可靠性高，能够实现对被控对象实时监控、简单易行，满足了实际生产的需要，达到了预期的目的，实现了滩海油田的数字化采油监控，达到了生产远程自动监控的目的，具有显著的经济效益。
参考文献
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篇8
Abstract： This paper mainly analyses the structure and operation process of petroleum oil and water wells automatic system， discusses the application process of the system in oil production and how to protect the security and effective management of energy consumption in operation and management of oil wells automatic system， aims to ensure the accurate and timely oil and gas production decision-making and greatly improve the production efficiency.
关键词： 系统结构；安全保护；RTU；能耗
Key words： system structure；security protection；RTU；energy consumption
中图分类号：TE938 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）19-0025-02
1 系统的结构和数据采集
油水井自动化系统包括现场测控单元及站控软件系统。自动化功能主要通过由多个RTU或PLC组成的现场测控单元具体实施。其中一独立的子系统RTU主要负责采集与控制本地I/O点。站控系统是自动化系统的核心，站控软件可对现场测控单元实施集中控制，以便于进一步调整系统参数，提高运维管理效能。
北京安控为第三方提供数据方式：工业通信协议Modbus TCP、OPC（实时）和DOBC（非实时）。
实时生产数据：数据必须实时更新，即借助数据采集服务器对前段井口控制器、配水间RTU的数据、转油站PLC以及计量站PLC进行实时扫描。参考现场规模在监控平台上科学配置刷新速率。
非实时生产数据：油井功图、功图诊断及计量结果、计量间计量结果等。此类数据具有阶段特性。比如功图，是油井运行一周期后才可产生；功图诊断计量软件对功图进行计算分析后才得到一组诊断及计量结果；每一计量命令执行后都会得到一组计量结果，这部分数据在结果产生后自动上传更新标志，生产更新实践，在时间产生后即刻通过更新事件方式向本地及远程数据库传输数据，一方面实现了数据同步，同时减轻了网络与数据服务器的运行负荷。
2 油水井和计量站现场测控单元
2.1 抽油机井 井口部分：点击测控单元主要用于井口电参的采集，控制井口启停。该测控单元须安装在井口处。井场公共部分：通信模块安装于井场，用于上传井口数据。
2.1.1 井场设备 井口选用设备：抽油机Super32-L308无线电量采集模块须在电控箱周围现场安装，进行三相电参数采集。三相电参数包括三相电压、电流、无功功率、有功功率、功率因数、视在功率、上下行最大电流等，还可以联锁停机、远程启停和电压电流报警。无线载荷传感器须装设在井口处。通过无线载荷传感器可实现对油井冲程、冲次、示功图、位移以及最大最小载荷等参数的采集。 无线压力变送器主要用于井口油压、套压等参数的采集，须装设在井口处。井场公共部分选用设备：将SZ932通信模块装设在井场，基于2.4G Zigbee无线通信技术与井口电机测控单元进行信息交互，上传数据参数。
2.1.2 井场通信方式 基于2.4G Zigbee无线技术Super32-108无线电量模块对现场参数信息进行采集，同时向采油平台的通信模块SZ932上传数据，在连接交换机到达局域网。
2.2 水井 井口安装具有水井油压、套压等参数采集功能的无线压力变送器。基于2.4G Zigbee无线技术Super32-108无线电量模块采集水井套压参数，并将参数信息传输至采油平台的通信模块SZ932，继而通过与交换机联机到达局域网。
3 上位机站控系统
3.1 总貌图 油井管理分组（井场或站）的生产统计数据，开井与停井数、汇管压力、产液量，都可通过总貌图准确获知。报警推送。当井场活站下属任一井口出现通信异常或抽油杆断脱、停井等情况，可传输至一览画面闪烁预警，同时迅速切换至报警点。
3.2 电子巡井 基于井场或管理站的分组对电泵井、螺杆泵井和抽油机井进行管理。所有分组中油井的启停状态、三相电参、通道状态及油套压等运行参数可列表显示。通过云台操作、预置位、喊话等功能对该分组中视频进行监视。缺少视频功能的基于FLASH对油井的启停进行操控，可实现远程操控设备的启停状态。显示单井的运行参数曲线，导出图片。显示单井最后一幅功图，并且可通过手动的方式读取单井当前功图。
3.3 功图数据浏览 可在固定时间段内浏览单井的地面功图、泵功图等数据。显示功图数据列表，可手动排序。有叠加或全部叠加地面功图和泵功图的选择功能，快速锁定异常功图及固定时间段内井况差异。
3.4 计量监控 计量监控所显示的内容除了三通阀的位置状态、井口的掺水流量以外，还可以监控可燃气体预警值、分离器的液位、温度，以及汇管的温度、压力。可远程操控设备启停状态，可实现自动排序。在相应截面进行排序，设置参数，完成参数配置。
4 油水井自动化系统保护生产安全
4.1 抽油机自动化系统保护措施 抽油机在负荷超载或负荷欠载的情况下极易出现断杆或卡杆故障。机体所带的自动预警功能可避免故障发生。此外，当油、套压超压时也能自动预警，以便操作者根据预警信息调整油井负载条件。
4.2 配水间系统保护措施 为避免憋压，可通过配水间系统实时监控单井流量及汇管压力。系统超压后通过配水间系统会自动预警，操作者可根据预警信息调整运行参数，避免发生严重的事故。
4.3 计量间安全保护措施 计量间的警报系统主要监控系统是否超压、可燃气体及设备故障等，发生报警系统会自动联动设备到安全状态，以确保系统安全运行。
5 能耗管理
现阶段，随着环保呼声此起彼伏，油田生产更加注重节能技术的研究和应用。节本降耗是节省运行成本的必然选择。本系统基于油田的生产条件，通过技术、管理等手段控制能耗，节约运行成本。
5.1 抽油机的示功图的采集可通过抽油机自动化系统来完成。地质分析人员参考所采集的示功图，根据节能降耗的基本要求，决定采取不抽、空抽或间抽的技术措施。
5.2 抽油机基于所采集的电流、示功图等参数，通过运算可获得机体的能耗数据。经过智能运算得知相应的耗电量，基于现场的点击功率，操作者通过对比确定设备有无维修处理的必要，以确保设备实时保持良好的运行状态。
5.3 抽油机基于功图数据分析功能进行故障自诊断，通过数据智能分析为故障检修人员提供当下设备运行状态的数据分析，以便检修人员基于实际状况不断调整解决方案。另一方面，通过功图数据分析，可实现设备与用户之间的双向交流，同时进一步明晰下一次的分析判断。
5.4 计量间量油系统所提供的量油数据客观精确，现场人员可根据油井产油的含水参数及含油参数对油井产量进行估测，根据所获得的参数信息控制加药量或进行间抽等操作，确保在能耗最低的前提下最大限度提高产油量。
6 油水井自动化系统应用的意义
6.1 智能监控油气生产及处理系统 实时监控并采集油水井、站酷的运行参数；具备故障自诊断功能，针对突发故障进行应急处理。
6.2 系统操作安全有序，运行管理经济环保，充分体现人性化管理 及时进行故障预警，或针对生产异常的情况进行预警，实现故障巡井，减少了大量人力工作。现场操作安全有序，减少了安全事故。
6.3 生产过程合理有序，油田开发成本大幅减少。组织结构进进一步优化，一线用工数量减少，只增产不增人，有效控制了人力成本。
实时分析各项生产数据，有效控制蜡卡等故障率，避免频繁停工停井，从而有效提高生产时率。基于对原油技术温度的监控，实现油井冬季低温生产的常温输送，达到节本降耗的目的。
参考文献：
[1]吴明，孙万富，周诗岽编著.油气储运自动化[M].化学工业出版社，2006.
篇9
【关键词】数字化 通用 实施方案 PLC 站控系统
随着油田的持续开发，保持用工总量和扩大生产规模的矛盾使数字化油田成为现代油田发展的必然结果。但在数字化推进过程中出现了一些问题：
（1）由于各个站点的工艺流程不一样，在开发站控系统时必须针对不同的站点流程，导致各站的站控系统难以统一标准。
（2）在开发PLC程序及工程组态过程中，开发的系统的稳定性、可靠性受到现场开发人员的水平影响，很难达到统一的质量，且由于开发思路不一致导致后期维护难度大。
（3）在部署上位机的过程中，需要依次安装操作系统、力控工程软件、标准站控软件和设备驱动等大量的软件程序，然后对站控工程进行组态调试，建设及维护时间长、成本高。
（4）油田偏远的环境，分散的布置导致传统的数字化专业厂家上门维护方式运行成本高，响应速度慢，故障持续时间长，无法满足油田生产实际需要。要实现数字化油田的高效低成本运行维护工作必须简化数字化的建设和施工难度，形成统一的标准，逐步形成自身维护能力。通过长时间探索实践，我们对油田站点数字化改造通用实施方案提出一些思路。
1 开发思路
（1）建立现场采集设备建设的统一标准，实现站点单元模块设备的统一化管理运行模式；
（2）开发和规范模块化PLC模块程序及标准，实现所有站点PLC子模块程序的独立性、通用性；
（3）开发标准的站控系统及上位控制系统，实现站点系统的统一性，确保了站控的标准性、稳定性；
（4）所有开发程序统一形成镜像安装软件，真正意义上实现不同站点站控即插即用的功能，极大的提升了维护效率。
2 现场仪表标准的制定
通用方案就现场采集设备建设制定了标准，标准规范了设备选型、安装标准，接线安装顺序等技术环节。现场采集同类参数的仪表必须采用同类型的设备，具有统一的安装标准，保证了后期整个系统部署完成后，无需进行复杂的调整设置，即可实现正常通讯与采集。采集设备安装接线的规范性，信号处理设备采集通道固定的采集参数点，初步实现了不同站点间采集点数据处理程序通用性，为通用化方案的推广奠定了基础。
3 PLC程序开发设计
PLC可编程控制器是油田数字化站点自动化系统主要设备之一，目前PLC控制系统在联合站、增压站、转油站等站点大量使用，效果显著，并且达到了预期的目标。但随着站点的不断增加，PLC控制系统的使用要求不断提高，新暴漏的出的问题日益增多。主要由于PLC程序的每个程序测试人员都有自己的开发思路，各自开发的程序都有很大的随意性，造成各个站点PLC程序差异性较大，不利于程序问题的集中发现和升级，且后期维护难度增大。
通用方案要求PLC设备出厂即带有初始化程序，初始PLC程序将需要完成的控制任务根据站点管理单元划分为多个子模块，主要包括以太网通讯子程序、模拟量子程序、485通讯子程序、电加热子程序、PID控制子程序等，各子模块程序相互独立，当现场采集数据点变化时不影响PLC程序运行。在站点应用时，根据现场工艺流程配置相应子模块，参数通道可缺省。即插式PLC标准程序及上位控制系统的目的就是通过开发标准的PLC程序，实现了在站点安装和调试PLC时可直接下载程序使用，无需二次编程开发，极大的缩短了维护周期。所有采集数据经PLC自动将检运算处理后提供给监测的上位机系统，避免了上位机处理数据的弊端，当不同站点工艺要求调整时，在程序中只需要调整相应的模块处理单元，而不必改变执行部分，这样有利于整个控制系统的调试和运行，同时降低了工作难度，避免了重复劳动，确保了程序的标准性，亦解决了不同集成开发商调试产生的技术壁垒。
4 开发标准站控系统
站控系统是数字化的核心，前期由于站控系统具体关键环节未明确规定，各不同技术人员水平参差不齐，程序质量检验也没有相应的标准，造成标准化站控“不标准”，导致站控系统的各项功能不完善、不好用，随着站控系统不断增加，制定标准化站控系统并加快推进使用成为数字化工作核心工作之一。
开发标准化站控系统就是按照现场采集设备建设标准及PLC标准程序对应组态开发上位控制系统，并定义所有的显示界面、显示方式及控制方式，开发完成后，程序打包形成标准安装软件，实际部署时只需根据更换流程图、屏蔽不需要的采集点即可，保证站控工程程序的标准统一，解决了标准站控系统一直无法有效推行使用，降低了数字化系统维护难度，提高了站控系统维护效率，降低了维护成本。
5 开发标准站控操作系统
PC机系统作为站控系统的运行载体，决定着系统的运行速度和稳定性，站控系统又是数字化运行的核心，拥有一套良好、标准的平台系统是数字化运行的首要条件。目前站控电脑操作系统及站控系统安装按照传统安装操作系统、力控系统、数据库及相关驱动软件，由于系统版本较多，操作人员水平不统一，造成站控系统运行不稳定，标准站控一直存在无法有效运行灯问题日益突出，严重影响数字化站点站控系统正常运行。
开发标准操作系统首先是制作了系统镜像软件，以标准站为模板，按照站内集输、注水、水源井参数采集和控制点，完全按照增压站站控开发标准，保证各工程程序、参数设置均按照标准执行，完善细节，反复验证，对系统进行镜像备份，形成打包安装软件，安装更换时确保了整个系统平台的标准统一。其次通过对对站控电脑安装纯净正版操作系统，安装软件前更新系统补丁，在安全环境下完整安装最新的应用软件，保证驱动和软件的标准性。最后对标准站控系统统一数据库、功图文件、油气院供图计量软件、井场配置信息、工程备份等各程序和文件的存储路径，各文件夹数据表以日期命名，方便日常管理和更新维护，优化了站控系统。
篇10
关键词：指挥系统；监控系统；在线监控
中图分类号：F42 文献标识码：A
引言
数字化管理是长庆油田生产组织方式的一场革命，是实现“大油田管理，大规模建设”的必由之路。自公司数字化建设工作开展以来，我处认真贯彻落实油田公司数字化管理现场会议精神，严格按照油田公司数字化建设整体思路，积极推进我处各项数字化建设工作稳步开展，数字化应用对提高输油生产效率和提升企业管理水平起到了越来越重要的作用。输油处数字化生产指挥系统是油田公司生产指挥系统建设的延伸，最终将建成包含所有输油处的厂级指挥系统及包含的作业区级指挥系统。
一、设计要求
1、系统定位
形象展示、信息查询、动态监测、决策指挥、应急抢险。
2、架构要求
输油处指挥系统的构建要求能够按照公司级、厂（处）级和站级三个层面进行“横向到边”的浏览；还要能按照从公司到厂（处）、站点、设备进行“纵向到底”的浏览。
3、功能要求
V2.0版要求具备以下十类功能
(1)实时数据连续采集 (2)数据录入及时提示
(3)参数设限自动提醒 (4)重点信息快速查询
(5)网络中端自我诊断 (6)前端故障远程识别
(7)逻辑关系自我判断 (8)高低超限自动报警
(9)故障预警自动记录 (10)多级监视分散控制
二、系统设计
1、权限分级
数字化生产指挥系统采用统一登录、分级授权模式进行管理和使用。
1.1统一登录：所有用户在同一平台、统一采用邮箱登录的方式进行登录验证。
1.2分级授权：按照"公司-厂（处）-输油站"对用户进行分级授权，用户权限根据所在岗位设定，登录后直接进入与其业务相关的应用模块。
2、系统架构
2.1数据处理方式上：数字化生产指挥系统按照业务将管理数据、实时数据、空间数据分类打包处理。数据与业务流程相关联，最终岗位工作人员在使用系统时能够方便的查询、处理与自己工作相关的数据。进而实现业务流与数据流的统一。
2.2系统使用方式上：输油处数字化生产指挥系统继承已经建成的油田指挥系统的操作风格，通过设计标准化按钮对模块进行串接。
2.3以组织机构为主线：系统以组织机构为主线纵向串接，分为公司级数字化生产指挥系统、厂（处）级数字化生产指挥系统和作业区级数字化生产指挥系统。
公司可延伸至各厂（处）级指挥系统，厂（处）级可延伸至作业区级生产指挥系统。
2.4以业务划分为主线： 根据系统定位，指挥系统系统划分为三大子系统，分别是：
生产运行监控系统、安全环保监控系统、应急抢险指挥系统。
3、技术路线
输油处数字化生产指挥系统采用B/S方式进行设计，采用分布式方式进行搭建，最终用户通过IE访问系统。具体如下：
3.1系统应用体系：JAVAEE+SOA+即时消息服务
3.2开发技术组成：Java 2+Spring2.0+Flex+Flash+Ajax+Action Script3.0
3.3三维开发组建：Unity 3D+C4D+Maya
3.4GIS开发组建：Google Earth
3.5关系数据库：Oracle 10g
3.6实时数据库：open Plant
3.7数据交换格式：json、XML、GZIP压缩格式、AMF二进制压缩格式
4、实时数据处理
4.1实时数据源采集：站控机经由OPCServer通道，从厂级SCADA平台动态获取数据到实时数据库。
4.2实时数据入库：对采集回来的数据通过实时数据库进行保存，目前入库的数据可保存一周，保存时间可自动配置，其中采集回来的数据庞大没有关系，需要对数据分类应用，如：集输、销售、ESD、FGS等数据进行分类，使进到实时库里的数据是整齐的好处理的数据。
4.3实时数据读取：通过封装实时数据读取接口，进行数据提取。通过实现数据过滤器接口来完成对无效数据、逻辑错误数据进行自动检索和判别进而形成整齐的应用实时数据集。通过继承数据接口，最终将动态数据展示到页面上。
4.4实时预警：参数设限。对重要监控数据进行参数设限，让数据在一个安全的范围内进行上下波动，做到实时预警降低生产隐患。对每一个数据都能做到限制设定。为了操作的简单方便与安全，所监控页面采用统一的标准化按钮进行设置操作。
4.5信息：通过预警信息接口，将实时产生的预警信息至安全生产预警信息模块，并且提供对外接口。
5、系统衔接处理
为保证系统扩展性，系统内模块之间以及系统与其他系统之间通过接口进行通信，共设计接口中间件15大类，系统应用接口服务多套。
实时库数据读取接口；动态监控曲线接口；站点视频监控调用接口；
天气实况接口；数据录入接口；预警信息汇总接口；页面记事本接口；电子路卡信息获取接口；GPS数据服务接口；GPS预警服务接口；Flash页面通讯接口；Flex页面通讯接口；系统远程登陆接口；系统权限服务接口；系统日志服务接口。
三、系统功能
1、生产运行调度系统
1.1计量交接
计量交接模块通过图形显示输油站的来油流量、日累计流量、含水率、油温，经过汇总计算输油处整体来油量、外输量、输差量。在长输管线上如果上游出现含水高来油，及以紧急报警的形式，报告下游。
1.1.1一级界面：显示输油处所有输油站来油计量情况。
1.1.2二级界面：站内详细的来油情况：来油瞬时流量、日累计流量、含水率、油温、进站前压力。
1.2原油集输
原油集输模块通过图形、数据列表的形式显示长输管线各段进站压力、温度、流量，出站压力、温度、流量；站内储油罐的油量，阀室的远程截断功能是否正常以及阀前压力。
1.2.1一级界面：显示输油处所有站库、输油管线、阀室。
1.2.2二级界面：站内工艺流程图界面。
1.3原油库存
一级界面：
1.3.1原油库存总图：以图形方式显示输油处大于1000方储量的站库总设计库容、安全库容、当前库容，并以液柱的方式显示当前库存百分比，页面放报警灯，有闯入报警时，红色报警提示，打开时显示视频画面
1.3.2库存日变化曲线：以曲线形式显示该单位库存变化趋势。
二级界面：
以图形方式显示站库内所有储油罐的液位、油温、当前库容、库存百分比，显示储油罐所用的进出罐电磁阀的开度、开关状态。进出油罐区总阀门的开关状态。
1.3.3库存日数据录入：由各站计量岗人员填报储油罐液位和库存量。
1.3.4库存日变化曲线：以曲线形式显示该单位库存变化趋势。
1.4生产报表
1.4.1生产报表模块通过曲线、数据列表的形式显示本单位原油日外输量曲线，月任务完成柱状图对比、年累计输油曲线，还可以查看日报表以及打印功能。
一级界面：
厂处级生产运行监控界面：
原油外输日产运行监控曲线
原油外输月度运行监控曲线
原油外输年度运行监控曲线
历年外输运行监控曲线
二级界面：
站库级原油日产运行监控界面：
原油外输日产运行监控曲线
原油外输月度运行监控曲线
原油外输年度运行监控曲线
2、安全环保系统
2.1输油泵
一级界面：
厂级输油泵监控界面：
主界面监控全厂重点大站大库的输油泵运行状态，温度，排量，压力；
鼠标移动到输油泵图标上显示其各项参数包括，排量，压力，温度，运行状态；
输油泵的图例汇总数量，实时反映输油泵总体的运行状态。
各站输油泵压力，排量达到高限或底限时，输油泵闪烁报警。输油泵的图标变化反映了输油泵现运行状态。
横向：点击输油泵图标进入单个输油泵监控界面，查看站内各输油泵运行参数。
纵向：标准化分单位查询按钮跳转至作业区级输油泵监控界面。
二级界面：站库级输油泵监控界面：
以图形方式展示单个输油站输油泵进出口压力、运行状态、出站压力、出站流量，点击压力进入参数曲线界面。
三级界面：输油参数曲线界面
以实时曲线的方式显示输油参数变化趋势，并通过与下游进站流量对比曲线方式进一步判断是否有管道泄露发生。
2.2截断阀
一级界面：截断阀监控总图
实时显示截断阀前后压力数据、监控阀室电池电量，通信状况，通过预警的方式提醒阀室远程截断能正常使用。
二级界面：单个阀室界面
显示阀室内部监测参数、视频、电池电量、并通过数据分析判断通信状况等信息。
2.3可燃气体
可燃气体监控模块通过图形方式显示每个单位安装固定式可燃气体报警仪监控总数、报警数、报警指示灯。
一级界面：显示输油处所有站库内固定式可燃气体报警仪监控数、报警数。
二级界面：站内固定式可燃气体报警仪安装位置，当前浓度，报警指示灯
2.4消防监控
消防监控监控模块通过图形方式显示每个单位安装固定式可燃气体报警仪监控总数、报警数、报警指示灯。
一级界面：显示输油处所有站库内固定式可燃气体报警仪监控数、报警数。
二级界面：站内固定式可燃气体报警仪安装位置，当前浓度，报警指示灯。
2.5视频监控
视频监控模块将已安摄像头统一安装视频插件，通过web访问集中访问， 可以分单画面、四画面、九画面、十六画面显示视频图像。
2.6车辆监控
车辆监控模块是将安装GPSP定位设备的车辆的位置信息在Googleearth显示，并区分行车状态、停车状态、超速状态。
全处车辆分布图：通过Googleeath加载全厂车辆，用颜色区分运行与停止车辆，汇总当前形式总体情况以及超速报警车辆。
超速报警列表：通过点击超速报警数目，详细查看超速车辆具体信息。
2.7电子巡检
输油处都安装电子巡检设备，并且将打卡记录放在各自站内计算机，本模块采集打卡记录，汇总计算巡检率，对过低巡检率报警提示。
巡检系统数据读取：在已有的巡检系统开设只读用户，读取巡检计划、巡检点设置、巡检项的设置、巡检日志、巡检明细。
图表方式展示各巡检情况：通过柱状图反映各站站控岗、计量岗、化验岗，经大警队的应巡数与应实巡数的对比，并进行排序，还可以将做图数据导出。
设定最低巡检率，如果低于设定值，进行页面预期提示。并发送送日志管理模块。
2.8门禁系统
部分输油处安装了“门禁系统”，本模块打通权限认证，在指挥系统也能看到“门禁系统”的内容，门口视频画面。
2.9输油泄露报警
三个输油处“泄漏定位系统”已建成，并正在为升级web访问版本，输油泄漏报警模块打通权限认证，在指挥系统也能看到“泄漏定位系统”的内容、报警结果。
2.10防雷防静电
防雷防静电模块主要功能是：建各输油站设备防雷防静电基础数据、定期检测结果数据库，以图形方式的站内设备防雷检查结果，在检测时间临近时提醒，检测时间过了还未完成，报警提示
一级界面：图形方式显示监控到设备防雷防静电总数，下一次检测时间;当某一站检测时间前一周黄色报警提示，过期红色报警提示
二级界面：每年二次的设备防雷防静电检测结果数据的录入。在快要到达定期检查时间，预警提示做设备防雷防静电检查，超过定期检测时间，报警提示。
2.11加热炉监控
加热炉监控模块通过图形方式显示输油站内加热炉或热媒炉及附属设备的运行状态、进口温度、出口温度、进口压力、炉内压力、出口压力，炉内正压力报警，出口温度过低报警。
2.12能耗管理
能耗管理模块是站库级使用，每月将本站的用水量、水价、累计用量、用电量、电价、累计用电量录入，通过月度曲线加数据列表的形式显示。
3、应急抢险指挥系统
3.1应急组织
3.1.1应急组织树状图
3.1.2各应急小组具体成员界面
3.2应急预案
3.2.1应急预案树状图
3.2.2专项预案界面
3.2.3基层单位应急预案
3.2.4班站应急处置措施
3.3抢险队伍
3.3.1抢险队伍树状图
3.3.2抢险队伍Google Earth 展示界面
3.4应急物资
3.4.1应急物资Google Earth 展示界面
3.5应急通讯
3.5.1连接应急通讯车视频信息
3.5.2应急通信视频信息
3.6气象预警
3.6.1温度雨量实时监控界面
3.6.2地方温度曲线、地方雨量曲线
3.6.3各地天气预报界面
3.7应急演练
3.7.1通过架设3个输油处的流媒体服务器，提供共3个输油处所有应急演练视频信息。
3.8相关文件
3.8.1包括国家文件、中国石油文件、陕西省文件、甘肃省文件、文件、宁夏回族自治区文件、长庆油田分公司文件。
